Projet Banda Gas To Power – BGtP

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Projet Banda Gas To Power – BGtP
Mamadou Amadou KANE
Coordonnateur Cellule Gas-to-Power / MPEM
Projet Banda Gas To Power – BGtP
Mamadou Amadou KANE
Coordonnateur Cellule Gas-to-Power / MPEM
SOMMAIRE
1. Principes du projet
2. Impacts attendus Amont & Aval
3. Revue du volet Amont
4. Revue du volet Aval
A. PRINCIPES & IMPACTS ATTENDUS DU PROJET BANDA GTP
PRINCIPES GÉNÉRAUX
 Ressources prouvées de gaz pouvant servir à l’électricité, aux mines et à l’agriculture
 Objectif pour l’Electricité : de 350 MW en phase 1 (2015-2018) à 1000 MW en phase 3 (2025)
 Objectifs pour les Mines : Pelletisation dans les bassins miniers à Zouerate et NDB
 Objectifs pour l’Agriculture : Fertilisants au niveau local et régional
 Schéma de développement initial sur la base du processus mené par Tullow en 2012 (650 M$
de CAPEX)
 Prix fortement dépendants du CAPEX et des Termes économiques du CPP
 Demande domestique et régionale (Mali et Sénégal prennent 50% de la production en Phase
1)
 Lignes HT Sud & Nord ouvrages associés indispensables (actuellement en cours de
construction)
 Ligne Est (connexion Mali) projet d’ouvrage en cours de développement
 Choix technologique pertinents :
 Mix énergétique avec une centrale duale (gaz/HFO), une centrale CC et des énergies
renouvelables (Solaire, Eolien, Hydro)
 Nouveaux procédés de pelletisation
 Procédés de production propres de fertilisants
IMPACTS ATTENDUS DU PROJET
 Aval
 Réduction du coût de l’énergie et Compétitivité améliorée pour le pays et la région
 Consolidation de la situation énergétique de la région et du savoir-faire de la
SOMELEC (construction / exploitation de centrales à gaz et lignes HT)
 Consolidation du secteur de l’électricité au niveau régional
 Mix énergétique durable (EnR et Gaz) et développement de champs marginaux
(effet de levier de Banda)
 Amont
 Revenus des ventes du Gaz
 Développement contenu local :
 Construction / exploitation terminaux gaz, Condensats
 Acquisition de nouveaux savoir-faire sur les procédés miniers
 Renforcement des secteurs de l’Agriculture et de l’Elevage
 Environnement économique
 Réussite du projet PPP promeut le pays et la région auprès des investisseurs et
bailleurs de fonds
B. REVUE DU VOLET AMONT
ESTIMATION DES RÉSERVES DE GAZ
• Banda : 1737 BCF avec 37 BCF de
gaz associé
• Tevet : 147 BCF de gaz associé
• Pélican / Cormoran / Frégate :
3610 BCF
• Thiof : 146 BCF Gaz associé
• Lebeidna : > 27 BCF
• Faucon : 115 BCF
• Ahmeyim : 17 TCF (appréciation
en cours)
• Marsouin : 5 TCF (à confirmer)
• …l’exploration continue
SÉLECTION D’UN NOUVEL OPÉRATEUR POUR LE CHAMP DE BANDA
 Retrait de Tullow Oil (Opérateur JV). Effet combiné de la baisse du marché des
hydrocarbures et du besoin d'investissements pour ses différents projets,
l'opérateur n'a pas pu respecter ses engagements financiers.
 Nouvelle approche de base
 Schéma PPP : partage public / opérateur technique privé jusqu'à 70% / 30%
(parts à confirmer)
 GoM (40 – 45%) et Gouvernements Mali et Sénégal (10 – 15% chacun)
mobilisent leurs parts (jusqu'à 420 M$ dont jusqu'à 300 M$ pour le GoM)
 Nouvelle JV autour de SMHPM : vend le gaz à un prix moyen garantissant
l'équilibre du projet et des revenus permettant un temps de retour sur
investissement raisonnable
 Opérateur recruté sur processus de mise en concurrence
 Projet scindé en phases (prioritaire, additionnelle, supplémentaire) pour
offrir plus de confort à l’opérateur déjà assuré de son retour sur
investissement avec les facilités actuellement en place
 Approche alternative
 Accord direct suite à des discussions avec des opérateurs intéressés (NOCs,
opérateurs déjà en place ou dans la région, etc.)
EXEMPLE DE PLAN DE FINANCEMENT PRÉVISIONNEL
Exemple : 70% dette souveraine / 30% capitaux privés
Composante Capex (Base AO
Tullow 2013)
Coût de maîtrise d'ouvrage
USD MM
54
Système de production sousmarin
Système ombilical
56.4
Gazoduc
220.2
Installations Gazières
terrestres
Forages
131.3
Garanties
14.7
Coût Total
651.7
Schéma de
financement
USD MM
Financé par l’Opérateur
privé (30%)
195
Financé par les
donateurs
455
35.8
139.3
NB: Coût hors intérêts durant la phase
de construction
STRUCTURE INDICATIVE DU PROJET AMONT
RESTRUCTURÉ
IDA PRGs pour couvrir
les risques de
paiements de
la SOMELEC,
EDM et
SENELEC
MIGA:
Garantie des
risques
politiques et
de résiliation
des CPP et
GSA
En amont (Développement du champ Banda)
Secteur
privé
(30 %)
• 30% de participation (Opérateur du Champ)
• Contractant « privé »
• Mise en valeur du champ et rôle d'opérateur
basés sur des mesures incitatives
• Possible co-investissement de la SFI (à
hauteur de 10%)
Secteur
public
(70 %)
• SMHPM, PETROSEN et MA-NOC : 70% de
participation
• Contractants « publics »
• Rendement faible en s'appuyant uniquement
sur les volumes de Gaz Prioritaire /
Rendement acceptable une fois la production
de Gaz Additionnel atteinte
Ventes de Gaz
Prioritaire
Achat ferme
« Take or Pay »
de SOMELEC
Partenariat (JV) non constitué en
amont : pour financer les coûts de
développement de champ Banda
estimé à env. 600 millions de USD
• Deux puits de production de gaz
avec arbres sous-marins
• Collecteur sous-marin à 4 sorties à
230 m de profondeur
• 74 km de gazoduc en mer, 5,5 km
de gazoduc sur terre
• Usine terrestre de traitement du
gaz et exportation de condensat
• Liaison reliant l'usine de traitement
de gaz à la centrale 180 MW DF
Ventes de Gaz Prioritaire et Additionnel
Achat de Gaz
Prioritaire
30 BBtuj (TOP)
1ère Tranche: Infrastructure existante
en aval
Achat de Gaz Additionnel
20 BBtuj (Non-ferme)
Ventes de Gaz
Additionnel
Ventes de gaz
non fermes à
SOMELEC
2ème Tranche: Développements additionnels en aval
TERMES FISCAUX INDICATIFS POUR L’AMONT
• Paramètres prévisionnels indicatifs, à négocier dans le CPP pour la prochaine phase
• Niveau d’imposition sur les revenus : 20% à 30%
Gaz
Gaz prioritaire
prioritaire :: 30
30 Bbtu/j
Bbtu/j TOP
TOP
++ Condensat
Condensat
ère Phase)
(1
(1ère
Phase)
Gaz additionnel : 20 Bbtu/j
+ Condensat
(2nde Phase)
Revenus
Revenus issus
issus du
du
Partage
Partage de
de Production
Production
Revenus issus du
Partage de Production
Contractants
(75% to 85%)
GoMR
(15% to 25%)
Opérateur Champ de
Banda
(70% to 90%)
SMHPM, PETROSEN &
GoMA
(10% to 30%)
Contractants
(75% to 85%)
Incitations à l’opérateur
privé pour la production de
gaz additionnel
Partage entre contractants doit
garantir un TRI minimal de 20%
pour l’opérateur privé
GoMR
(15% to 25%)
Opérateur Champ de
Banda
(15% to 25%)
SMHPM, PETROSEN &
GoMA
(75% to 85%)
PARAMÈTRES ÉCONOMIQUES INDICATIFS DU
 Chiffres préliminaires
indicatifs, à affiner lors de la concertation avec les partenaires
PROJET
AMONT
 Hypothèses :
 30% des coûts de développement financés par l’Opérateur du Champ
 70% des coûts financés via prêts concessionnels par SMHPM, PETROSEN et NOC Mali
 Centrales électriques financées à 100% via prêts concessionnels (CCGT à confirmer)
AMONT
(Champ Banda)
TRI
de l'Opérateur du Champ
Coûts de
développement
du champ
Banda
Prix du gaz
naturel
Environ $ 600
millions
8 à 10
$/MMBtu
AVAL
(Centrales électriques)
TRI
de SMHPM, PETROSEN & la
société représentant le GoMA
Gaz Prioritaire
uniquement
(1ère Tranche)
Gaz Prioritaire
& Additionnel
(1ère et 2ème
Tranches)
Gaz Prioritaire
uniquement
(1ère Tranche)
Gaz Prioritaire
& Additionnel
(1ère et 2ème
Tranches)
19% à 21%
21% à 23 %
3% à 6%
11% à 13%
Prix de
l’électricité
produite
TRI
de SOMELEC
(option
financement
publique)
11 – 12
$c/kWh
5% à 7%
 Puits additionnels peut-être nécessaires pour maintenir les volumes contractuels
(« GSA »): ceci baissera les TRI
 Seuil de rentabilité Banda comparable à une production au HFO pour un prix du
baril de 50-65 USD
SONDAGE DU MARCHÉ DES INVESTISSEURS ET
OPÉRATEURS
 51 Parties contactées en mars 2015. 14 réponses positives dont
opérateurs potentiels
8
 De plus, il y a aussi un intérêt de parties qui ont récemment contacté le
ministère ou le GBM
 D’autres parties seront contactées lors de l’approche formelle du marché
par le GoMR
 Points forts du projet restructuré cités par les parties :
 Prix compétitifs du gaz et de l’électricité
 Centrale duale 180 MW en service pour ancrer la vente de gaz
 Participation du GBM – garanties paiement et terminaison
 Principales préoccupations des Parties :
 Absence de potentiel de hausse du TRI
 Manque de détails sur les cadres PPP, contractuel et fiscal
 Manque de détails sur le support du GoMR et du GBM
SONDAGE DU MARCHÉ DES INVESTISSEURS
OPÉRATEURS
(SUITE)
 Mesures de mitigation des contraintes :
 Soutien des gouvernements de Mauritanie, Sénégal et Mali
 Support du GBM
 Cadres PPP, contractuel (GSA, PPA,…) et fiscal acceptables
 Certitude des fonds publics pour financer la participation publique de 70%
 Calendrier réaliste pour exécuter la transaction
 Processus transparent de sélection de l’operateur
 Cela permettra :
 Potentiel de hausse du TRI de base d’environ 20% pour pour améliorer le
rapport risque/rendement
 Augmentation potentielle du périmètre du champ Banda avec d’autres
découvertes et des périmètres propices à l'exploration
 Période suffisante pour que les parties puissent revoir les FDP, FEED et les
offres d’EPC
C. REVUE DU VOLET AVAL
SÉLECTION DE L’OPÉRATEUR AVAL (BANDA POWER PRODUCTION)
 SOMELEC est propriétaire de la centrale duale de 180 MW, opérateur O&M
 Opérateur O&M sera sélectionné pour la centrale CCGT de 130 MW une fois
l’Opérateur technique identifié et le statut de gestion de cette centrale choisi.
 Nouvelle approche
 PPAs signés entre SOMELEC et les acheteurs de référence (Senelec, EDMSA, SNIM, opérateurs miniers en Mauritanie et au Mali, etc.)
 Garanties et assurance données par le Groupe Banque Mondiale
 Lignes HT supplémentaires pour améliorer la robustesse du projet :
 HT 225 kV point à point entre Nouakchott-Tobène (Dakar) financée par
FADES (RIM) et BID (RS)
 HT 225 kV Nouakchott-Nouadhibou financée par le Fonds saoudien de
développement et FADES
 HT 225 kV entre Mauritanie et Mali (Kiffa-Kayes, études financées par
FADES)
 HT 225 kV Nouakchott-Kiffa-Kayes (segment OMVS), études en cours
(FADES et OMVS)
STRUCTURE INDICATIVE DU PROJET AVAL
RESTRUCTURÉ
1ère Tranche: Infrastructure
Existante en aval
IDA PRGs pour couvrir
les risques
de
paiements
de la
SOMELEC,
EDM et
SENELEC
Électricité Phase 1
Centrale 180 MW DF, charge de
base, détenue par la SOMELEC
PPA « Take or
Pay »
MIGA:
Garantie
des risques
politiques
et de
résiliation
des CPP et
GSA
Demande
nationale
d'électricité
de la
Mauritanie
Exportations
d'électricité
vers le
Sénégal et le
Mali
2ème Tranche: Développements additionnels en
aval
Électricité Phase 2
Industries
• Centrale 120 MW TGCC,
charge de base, à achever
d'ici 2019 pour répondre à la
demande nationale et
régionale d'électricité.
• Cette exportation d'électricité
nécessiterait également la
construction de la Ligne HT
Nord et de la Ligne HT Sud
par la SOMELEC (et par
SENELEC pour la section
sénégalaise de Ligne HT
Sud)
• Le Gvt de la
Mauritanie prévoit
augmentation
progressive des
utilisateurs
industriels
nationaux de gaz
naturel dans la
région de
Nouakchott.
CHRONOGRAMME PRÉVISIONNEL DES INFRASTRUCTURES AVALS
 Phase 1A : Centrale Duale DF 120 MW
( début 2015)
Phase 1
 Capacité totale
Phase
1B
:
Extension
DF
à
180
MW
(2015 – 
garantie
( fin 2015)
2018)
310 MW
 Phase 1C : Centrale CCGT 130 MW
(2018, First Gas)
 Capacité totale
 1 Centrale CCGT de 170 MW à NKC
700 MW
Phase 2  1 Centrale CCGT de 130 MW site
(horizon
intermédiaire (SI) entre NKC & NDB ou
 Demande à
2018)
à NKC
confirmer en
 1 Gazoduc NKC – SI
2016
 Capacité totale
1
Gazoduc
SI
–
Zouerate
Phase 3 
1000 MW
2
Centrales
CCGT
zone
de
Zouerate
(horizon 
 Demande à
300 MW
2021)
confirmer en
 HT 225 kV Mauritanie – Mali
2018
PLAN DE FINANCEMENT PRÉVISIONNEL POUR LE VOLET AVAL
Sources de financement
USD MM
Observations
Construction de centrales électriques
466
Centrale duale 180 MW
221
Opérationnelle – financement
FADES/BID
Centrale CCGT 130 MW
172
Requête de financement
O&M et Gestion MO
73
Financement GoM
Construction de lignes HT
•
•
HT Nouakchott – Tobène 225 kV
215
Financement bouclé
Lot Mauritanie (Lignes & Postes) et
Ingénierie
Lot Sénégal
• Lignes & Postes frontière – Dakar
• Ingénierie
108
FADES
107
104
3
BID
HT Nouakchott – Nouadhibou 225 kV
190
Financement FSD et FADES
HT Nouakchott – Poste OMVS 225 kV
7
BID – construction en cours
Coût total du projet Aval
878 M USD
Merci de votre aimable attention